10. KONFERENCA SLOVENSKIH ELEKTROENERGETIKOV – Ljubljana 2011 CIGRE ŠK C2 - 04

DELOVANJE PRIMARNE REGULACIJE FREKVENCE V SLOVENSKEM ELEKTROENERGETSKEM SISTEMU

BOŠTJAN POLAJŽER1, JOŽEF RITONJA1, ROBERT BREZOVNIK,1 DRAGO DOLINAR1, ANDREJ SEMPRIMOŽNIK2, TOMAŽ TOMŠIČ2, JAN KOSTEVC2

1Univerza v Mariboru, Fakulteta za elektrotehniko, računalništvo in informatiko Smetanova ul. 17, 2000 Maribor

2Elektro-Slovenija, d.o.o., sektor za obratovanje sistema Hajdrihova 2, 1000 Ljubljana

bostjan.polajzer@uni-mb.si

Povzetek – V prispevku je podan splošni opis delovanja primarne regulacije frekvence, opisane so najpomembnejše zahteve in omejitve za primarno regulacijo, prikazan pa je tudi poenostavljen blokovni diagram turbinskega regulatorja. Predlagane so različne metode za ugotavljanje sodelovanja agregatov in slovenskega elektroenergetskega sistema pri izvajanju primarne regulacije frekvence, ki temeljijo na spremembi delovne moči, spremembi energije in naklonu karakteristike frekvenca-delovna moč. Za obravnavane primere nenadnih upadov frekvence so bile izvedene meritve delovne moči in frekvence v vseh 400 kV vozliščih, na agregatu G1 v Termoelektrarni Toplarni Ljubljana in na 400 kV mejnih daljnovodih slovenskega elektroenergetskega sistema. Z uporabo predlaganih metod je za obravnavani agregat G1 podana pozitivna ocena sodelovanja pri izvajanju primarne regulacije.

THE OPERATION OF PRIMARY SYSTEM CONTROL IN

SLOVENIAN POWER SYSTEM

Abstract – The research reflects the general description of the primary system control as well as the highly important requirements and limitations that hold for the primary system control. The simplified block diagram of the turbine controller is presented as well. Various methods for investigation of relation between aggregates and power system are suggested. Those methods are based on changes in reactive power, changes in energy and slope of the frequency-active power characteristic. When the unexpected decrease of frequency had occurred, the measurements of active power and frequency have been captured in all 400 kV substations, for aggregate G1 in Thermopower plant Toplarna Ljubljana and for 400 kV transmission lines, located on borders of the Slovenian power system. The application of the suggested methods has resulted in a positive assessment of the operation of the aggregate G1 primary system control.

10. KONFERENCA SLOVENSKIH ELEKTROENERGETIKOV – Ljubljana 2011 CIGRE ŠK C2 - 04

I. UVOD Frekvenca v elektroenergetskem sistemu (EES) se

nenehno spreminja, kar lahko povzroča več dejavnikov, glavni razlog pa je neravnotežje med proizvodnjo in porabo električne energije. Zmanjševanje odstopanja frekvence od želene vrednosti v EES izvajamo v sklopu regulacije frekvence in moči na petih nivojih [1]: 1) primarna regulacija, 2) sekundarna regulacija, 3) terciarna regulacija, 4) časovna regulacija in 5) ukrepi ob izrednih razmerah. Od naštetega samo primarna in sekundarna regulacija delujeta v klasičnem smislu zaprto zančnega vodenja, medtem ko se ostale tri funkcije odvijajo v obliki odprto zančnega vodenja. Primarna regulacija začne delovati v sekundnem področju, sekundarna regulacija v minutnem področju, terciarna regulacija pa se sproži glede na potrebe tako, da sprosti delovanje sekundarne (vsaj po petnajstih minutah). Blokovna shema regulacije frekvence in moči v EES je prikazana na sliki 1.

Slika 1: Blokovna shema regulacije frekvence in moči v EES [1]

V tem prispevku je obravnavano delovanje primarne

regulacije in morebitni vplivi sekundarne regulacije na delovanje primarne regulacije, medtem ko ostali nivoji vodenja v obravnavo niso zajeti. Opisane so nekatere najpomembnejše zahteve in potrebe za primarno regulacijo, podrobneje pa so obravnavani samo tisti deli regulacijskega sistema, od katerih je odvisno sodelovanje agregata v primarni regulaciji. V nadaljevanju so opisani kriteriji za določitev odziva agregatov in EES kot celote ob nenadnih spremembah frekvence. Obravnavani so različni primeri upadov frekvence, ki so posledica izpadov večjih proizvodnih enot v sinhrono povezanem območju (interkonekciji). Izvedene so bile tudi meritve, in sicer na agregatu G1 Termoelektrarne Toplarne Ljubljana (TE-TOL) ter v vseh 400 kV vozliščih slovenskega EES, podatki pa so bili pridobljeni iz merilnega sistema WAMS (Wide Area Measurement System). Za obravnavane primere upadov frekvence je podana ocena obravnavanega agregata, pri izvajanju primarne regulacije.

II. SPLOŠNI OPIS DELOVANJA PRIMARNE REGULACIJE FREKVENCE

V primeru spremembe obremenitve znotraj sinhronega obratovalnega območja primarna regulacija s spreminjanjem hitrosti vrtenja turbin zagotovi ravnotežje med proizvodnjo in porabo električne energije. Primarna regulacija frekvence ima proporcionalni značaj; s tem ne zagotavlja odpravljanja razlike med referenčno in dejansko vrednostjo frekvence, zagotavlja pa točno določeno spremembo oddane delovne moči ob določeni vrednosti frekvence tistih agregatov v sistemu, ki imajo statične obratovalne karakteristike. S hitrim delovanjem primarna regulacija zagotovi stabilno obratovanje celotne interkonekcije. V nadaljevanju prehodnega pojava sekundarna regulacija s svojim integralnim značajem spremeni referenčno vrednost primarne regulacije do te mere, da postane stacionarni pogrešek frekvence nič. Na sliki 2 je prikazan odziv frekvence ob nenadnem zmanjšanju proizvodnje.

Slika 2: Odziv frekvence ob nenadnem zmanjšanju proizvodnje [1]

Največje predvideno kvazistacionarno odstopanje

frekvence v interkonekciji ∆fs ne sme preseči ±180 mHz, največje dinamično odstopanje ∆fd pa ne sme preseči ±800 mHz. Takšen odziv frekvence nekako ustreza nenadni spremembi moči ±3000 MW kjerkoli v interkonekciji [1], [2]. Pri tem se pojem odstopanje frekvence nanaša na želeno vrednost frekvence fref = 50 Hz. V primerih, ko je frekvenca enaka ali nižja od 49 Hz, se začne proces razbremenjevanja.

A. Zahteve in potrebe za primarno regulacijo Zahteve in potrebe za primarno regulacijo so v

celoti podane v [1] in [2] in se nanašajo na vse elektrarne v sistemu. V tem prispevku so podrobneje opisane samo najpomembnejše zahteve in potrebe.

V predvidenem obsegu odstopanja frekvence mora vsako regulacijsko območje v interkonekciji prispevati določen delež moči k odpravljanju neravnotežja moči, ki je sorazmeren spremembi frekvence. Za slovenski EES je bilo za leto 2010 predvideno povečanje moči 16 MW (primarna rezerva moči) v primeru upada frekvence za 200 mHz (80 MW/Hz), v primeru povečanja frekvence za

10. KONFERENCA SLOVENSKIH ELEKTROENERGETIKOV – Ljubljana 2011 CIGRE ŠK C2 - 04

200 mHz pa je bilo predvideno zmanjšanje moči za 16 MW. Pri tem je potrebno poudariti, da zahtevani odziv slovenskega EES poleg odziva primarne regulacije vsebuje tudi prispevke samoregulacije bremen in je za leto 2010 znašal 140 MW/Hz.

Odzivni čas primarne regulacije je odvisen od velikosti motnje. Za nenadne spremembe moči, ki so manjše od ±1500 MW, mora biti ustrezna regulacijska rezerva aktivirana v času 15 s, za največje motnje (±3000 MW) pa v času 30 s. Čas zagotavljanja predpisane primarne rezerve moči mora biti vsaj 15 min.

B. Statična P-f karakteristika agregata Stabilno obratovanje agregata, ki je paralelno

priključen na omrežje, je zagotovljeno s statično karakteristiko. Idealna karakteristika je nagnjena premica (slika 3), ki enoumno določa delovno točko agregata PDT in jo lahko opišemo z linearno funkcijo (1), kjer je Kp ojačenje primarne regulacije.

pP K fD = D (1) V praksi ojačenje primarne regulacije praviloma

izražamo v odstotkih s tako imenovano statiko agregata (2), kjer sta fn in Pn nazivni vrednosti frekvence in delovne moči agregata, ∆f in ∆P pa odstopanji od delovne točke. Če je statika na primer 5%, to pomeni, da se bo v primeru spremembe frekvence za 5% oddana moč agregata spremenila za 100%. Zahtevana statika za hidro elektrarne je 4–5%, za termo in nuklearne elektrarne 5–8%, ter za plinske elektrarne 4–6%.

(%)1 100 100n n

p n n

f f fsK P P P

D= × × = ×D

(2)

Karakteristika agregata, ki deluje v sinhronizmu in

je paralelno priključen na omrežje, ni definirana samo s statiko (naklonom), ampak tudi z območjem neobčutljivosti primarne regulacije, s primarno rezervo moči, ter z minimalno in maksimalno vrednostjo moči agregata Pmin in Pmax (slika 3).

f

območje neobčutljivosti

primarna rezerva moči

P

fn

Pmax

Pmin

PDT

idealna karakteristika

Slika 3: Statična karakteristika agregata

Območje neobčutljivosti primarne regulacije je sestavljeno iz dveh prispevkov. Prvi prispevek je določen z natančnostjo meritve frekvence, ki ne sme preseči ±10 mHz. Drugi prispevek, ki tudi ne sme preseči ±10 mHz, je odvisen od neobčutljivosti regulatorjev in je običajno nastavljiv. Določen je z namenom preprečevanja neprestanega spreminjanja želene vrednosti moči agregata, ki bi vplivala na neprestano delovanje izvršnih členov. Območje neobčutljivosti primarne regulacije tako ne sme preseči ±20 mHz. Morebitna večja območja neobčutljivosti na posameznih agregatih morajo biti ustrezno kompenzirana znotraj regulacijskega območja.

Primarna rezerva moči mora biti v normalnem obratovalnem stanju ±2% nazivne vrednosti moči agregata. Pri tem je potrebno poudariti, da se delovna točka agregata PDT ne sme nahajati preblizu maksimalne vrednosti moči Pmax ali minimalne vrednosti moči Pmin, saj je lahko v takšnem primeru zahtevana primarna rezerva premajhna (slika 3).

C. Poenostavljen blokovni diagram turbinskega regulatorja

V elektrarnah slovenskega EES je večina digitalnih turbinskih regulatorjev, ki so realizirani s pomočjo pomnilniško programirljivih krmilnikov. Obratovalna stanja turbinskega regulatorja so odvisna od načina delovanja agregata in od izbire načina delovanja regulatorja. Večino časa agregat deluje v sinhronizmu, paralelno priključen na omrežje, regulator pa v načinu avtomatsko. V tem primeru regulacijski algoritem turbinskega regulatorja poenostavljeno prikazuje slika 4. V blokovnem diagramu so predstavljeni možni členi, ki se pojavljajo v regulacijskem algoritmu. Oznaka »n« pomeni oznako členov v merilni veji hitrosti vrtenja agregata, oznaka »P« pa predstavlja oznako členov v merilni veji oddane delovne moči agregata. V praksi imajo različne izvedbe turbinskih regulatorjev samo nekatere izmed členov prikazanega blokovnega diagrama.

Slika 4: Poenostavljen blokovni diagram regulacijskega algoritma

10. KONFERENCA SLOVENSKIH ELEKTROENERGETIKOV – Ljubljana 2011 CIGRE ŠK C2 - 04

Najbolj kritičen del regulacijskega algoritma glede natančnosti predstavlja način meritve hitrosti. Klasična meritev hitrosti je izvedena z zobniškim kolesom na gredi agregata, ki preko induktivnih dajalnikov generira pulze, katerih frekvenca je proporcionalna s hitrostjo vrtenja agregata. Takšna meritev hitrosti (frekvence) je lahko zelo nenatančna in je v večini primerov glavni razlog za preveliko območje neobčutljivosti primarne regulacije (> ±20 mHz). Zato bi bilo v teh primerih turbinsko regulacijo smiselno izvesti na osnovi meritve frekvence napetosti na sponkah generatorja, namesto na osnovi meritve hitrosti vrtenja gredi.

III. KRITERIJI ZA DOLOČITEV ODZIVA AGREGATOV IN EES OB NENADNIH SPREMEMBAH FREKVENCE

Predlagani kriteriji za določitev odziva agregatov in EES ob nenadnih spremembah frekvence temeljijo na spremembah odzivov. V skladu s predpostavko, da je časovni odziv primarne regulacije relativno hiter (med 15 s in 30 s) določimo časovno okno za analizo: 30 s pred spremembo frekvence in 60 s po spremembi frekvence. Nadalje lahko predpostavimo, da v tako izbranem časovnem oknu (v tako kratkem času) sprememba odziva agregatov in EES ne more biti posledica delovanja sekundarne regulacije. To seveda ne pomeni, da sekundarna regulacija ne deluje, saj lahko odpravlja posledice predhodnega dogodka ali pa minimizira odstopanja moči izmenjav na mejah EES.

A. Kvazistacionarno odstopanje frekvence Kvazistacionarno odstopanje frekvence je definirano

s (3), kjer sta f10 in f30 vrednost aproksimacijske premice za časovni odziv frekvence med časoma 10 s in 30 s po začetku motnje. Parameter f0 označuje vrednost frekvence ob nastopu motnje, ki lahko od referenčne vrednosti odstopa tudi za ±30 mHz.

( )1

10 30 02sf f f fD = + - (3) Metoda je grafično ponazorjena na sliki 5. Za

izmerjen časovni potek frekvence znaša vrednost kvazistacionarnega odstopanja frekvence ∆fs = −37 mHz, vrednost frekvence ob nastopu motnje pa f0 = 50,008 Hz.

-10 0 10 20 30 40 50 60

49.96

49.98

50

50.02f [Hz]

t [s]

začetek motnje

aproksimacijska premica

∆fs

f0

f30

f10

Slika 5: Metoda za določitev kvazistacionarnega odstopanja

frekvence [1]; izpad 1034 MW, Belgija, 21.11.2010

B. Sprememba delovne moči Sprememba delovne moči je opisana s (4), kjer je P0

srednja vrednost delovne moči pred nastopom motnje, Pdist(t) pa je trenutna vrednost delovne moči po nastopu motnje.

dist 0( ) | ( ) | | |P t P t P∆ = − (4) Kadar je meritev moči izvedena na sponkah

generatorja, je potrebno v (4) namesto moči uporabiti razliko med referenčno in izmerjeno močjo, kadar pa ta kriterij uporabljamo za določitev odziva celotnega EES, je potrebno uporabiti odstopanje med planirano in izmerjeno vsoto moči izmenjav na mejah.

Iz dobljenega odziva ∆P(t) določimo srednjo vrednost spremembe moči ∆Ps. Ker se prvih 10 s po dogodku primarna regulacija še ne odzove v celotnem obsegu, je smiselno ta časovni interval pri izračunu srednje vrednosti izpustiti.

C. Sprememba energije V primerih, kadar iz odziva ∆P(t) ne moremo

oceniti ali so se pretoki energije v merilnem mestu povečali ali zmanjšali, je potrebno uporabiti integralski kriterij (5). Ta kriterij je smiselno uporabiti tudi v daljšem časovnem oknu; predvsem za oceno prispevka sekundarne regulacije.

0

( ) ( )t

W t P dτ τ∆ = ∆∫ (5)

D. Naklon P-f karakteristike Pri tem kriteriju je za določitev odziva potrebno

poznati tudi izmerjene podatke o frekvenci, ki morajo biti sinhronizirani s podatki o delovni moči. Naklon karakteristike P-f določimo tako, da izvedemo linearno aproksimacijo točk |P| = f ( f ). Tudi pri tem kriteriju je smiselno točke za prvih 10 s po dogodku izpustiti. Pri tem je potrebno poudariti, da je frekvenca neodvisna, moč pa odvisna spremenljivka, kar pomeni, da medsebojno odvisnost opišemo z aproksimacijsko premico (6). Pri tem parameter λ določa naklon P-f karakteristike, parameter a pa ni pomemben.

P f aλ= ⋅ + (6) Naklon P-f karakteristike določimo tudi s (7), kjer je

∆Ps srednja vrednost časovnega odziva spremembe delovne moči, definirane s (4), ∆fs pa je kvazistacionarno odstopanje frekvence (3). Pri tem velja poudariti, da so rezultati dobljeni s kriterijema (6) in (7) lahko različni.

ss

s

Pf

λ ∆=∆

(7)

10. KONFERENCA SLOVENSKIH ELEKTROENERGETIKOV – Ljubljana 2011 CIGRE ŠK C2 - 04

IV. PRIMERI USPEŠNEGA SODELOVANJA AGREGATOV PRI IZVAJANJU PRIMARNE REGULACIJE V primerih dogodkov v EES, ki jih spremlja upad

frekvence, so bile s sistemoma WAMS izvedene meritve frekvence in delovne moči v slovenskem 400 kV omrežju. Obravnavanih je 19 primerov upadov frekvence (obdobje maj 2010 – januar 2011), za katere je vrednost kvazistacionarnega odstopanja frekvence znašala med –25 mHz in –60 mHz. V večini obravnavanih primerov so bili upadi frekvence posledica izpadov večjih proizvodnih enot (> 1000 MW) v Franciji. Tipične spremembe pretokov energije v 400 kV omrežju Slovenije med obravnavanimi primeri so prikazane na sliki 6. Pri tem je potrebno poudariti, da so te spremembe pretokov energije predvsem posledica delovanja primarne regulacije v sistemih, ki ležijo vzhodno in južno od Slovenije. Zaradi tega se je v slovenskem EES izrazito povečal pretok energije v smeri vzhod-zahod.

Slika 6: Spremembe pretokov energije v 400 kV omrežju med

večino obravnavanimi primeri V obdobju julij-september 2010 je bila v družbi TE-

TOL na agregatu G1 nazivne moči 41,99 MW instalirana mobilna merilna enota sistema WAMS. V tem obdobju sta bila izmerjena dva odziva (v obeh primerih je ∆fs ≈ −30 mHz). Iz slike 7, ki prikazuje časovni potek frekvence in delovne moči za G1 TE-TOL, lahko za oba obravnavana primera zaključimo, da se generator v 13 s odzove z dvigom moči v iznosu 0,65 MW, kar ustreza podatku o omejitvi gradienta pri dvigovanju moči (0,05 MW/s). Statika odziva znaša 4 %, medtem ko je nastavljena vrednost na turbinskem regulatorju 5 %. V drugem primeru (17.8.2010) se po 20 s moč še dodatno povečuje, najverjetneje zaradi vpliva sekundarne regulacije. Odzivi agregata so bili določeni tudi z uporabo kvazistatičnega modela, ki je bil razvit za namen ocene zmožnosti agregatov za sodelovanje pri primarni regulaciji. Iz primerjave izmerjenih in izračunanih delovnih moči (slika 8) je razvidno, da se rezultati zelo dobro ujemajo, kar pomeni, da se je obravnavani agregat odzval v skladu z zahtevami [1].

-20 0 20 40 60 8049.94

49.96

49.98

50

50.02

f [H

z]

-20 0 20 40 60 80

16.5

16

15.5

15

t [s]

P TE-T

OL

[MW

]

dogodek 17.8.2010dogodek 31.7.2010

a)

b)

Slika 7: Primerjava odzivov za dva podobna dogodka – mobilna

merilna enota sistema WAMS na G1 TE-TOL

Slika 8: Primerjava izmerjenega odziva G1 TE-TOL in odziva

kvazistatičnega modela; primer 31.7.2010

V. ZAKLJUČEK V prispevku je prikazana kompleksnost zgradbe

turbinskega regulatorja, pri čemer so opisani samo tisti členi, ki vplivajo na sodelovanje agregata pri izvajanju primarne regulacije. Najbolj kritičen del regulacijskega algoritma glede natančnosti predstavlja način meritve hitrosti (frekvence), ki je v večini primerov tudi glavni razlog za preveliko območje neobčutljivosti primarne regulacije. Zato bi bilo v takšnih primerih turbinsko regulacijo smiselno izvesti na osnovi meritve frekvence napetosti na sponkah generatorja. V primerih dogodkov v interkonekciji, ki jih spremlja upad frekvence, so bile s sistemom WAMS izvedene meritve frekvence in delovne moči. Obravnavanih je 19 primerov upadov frekvence. Ocene sodelovanja slovenskega EES pri izvajanju primarne regulacije iz razpoložljivih podatkov ni možno podati. Zato bodo na preostalih mejnih daljnovodih (220 kV in 110 kV) nameščene dodatne merilne enote sistema WAMS. Za agregat G1 TE-TOL je z uporabo kvazistatičnega modela ugotovljeno, da so v obravnavanih primerih odzivi v skladu z zahtevami za delovanje primarne regulacije.

REFERENCE [1] Obratovalni priročnik UCTE - priloga 1:Regulacija

frekvence in moči, UCTE, ELES, d.o.o., 2009 [2] Sistemska obratovalna navodila za prenosno omrežje

električne energije, Elektro-Slovenija, d.o.o., 2007

t ( s )

P TE - TOL ( MW )